A tecnologia de distribuição de gás natural liquefeito (GNL) em pequena escala tem ganhado destaque no mercado internacional nos últimos anos. O interesse nesse nicho aumentou por diversos fatores, um dos principais está relacionado ao crescimento da disponibilidade do GNL e ganho de competitividade que impulsionou a substituição de combustíveis líquidos mais custosos. O apelo ambiental também é relevante, principalmente para segmento de transporte rodoviário e marítimo, dado que o gás/GNL emite menos poluentes em comparação com o óleo combustível e diesel.
A perspectiva é que mais projetos de pequena escala se desenvolvam impulsionados pelo aumento da competitividade do GNL e conforme se intensifiquem as ações para transição energética. A distribuição de GNL em pequena escala é especialmente relevante em países com grande extensão territorial e relevante demanda de energéticos, mas que não é possível viabilizar a construção massiva de rede de gasodutos.
No Brasil, a utilização do modelo de GNL em pequena escala teve início com o projeto da GásLocal, localizado em Paulínia (SP), cujas operações iniciaram em 2006. O projeto, uma joint-venture entre Petrobras e White Martins, distribui o recurso via caminhões para consumidores distantes das redes de distribuição, inclusive em estados que não há qualquer rede de transporte em até 1000 km de distância.
Até então, o modelo de negócios não foi mais aplicado em outros contextos no país, apesar de ter sido objeto de estudo para diversos projetos de monetização. Recentemente, ressurgiu um interesse e se comprovou viabilidade no negócio do GNL de pequena escala no Brasil. Um dos marcos é o projeto da Eneva que vai utilizar o transporte do GNL para abastecer sua térmica em Roraima. Outro player relevante buscando viabilizar diversos projetos nesse sentido é a Golar Power, através da distribuição via cabotagem e rodovias proveniente dos terminais de regaseificação planejados pela empresa. A empresa também está empenhada em desenvolver frotas de caminhões a GNL e realizou parceria com a BR distribuidora para desenvolver a logística de abastecimento.
O Brasil é um país de dimensões continentais e soluções flexíveis e locais para o abastecimento de energia sempre foram necessárias. O mix de consumo de energia do país também é particular, com grande participação de fontes renováveis. O diesel e o óleo combustível já foram, em grande parte, substituídos pelo gás natural, em localidades próximas a rede de gasodutos. No entanto, existe potencial para substituição em regiões remotas, principalmente na Região Norte do país em que há consumo relevante no setor industrial e em usinas elétricas de pequeno porte. O principal potencial está na substituição de diesel do segmento de transporte rodoviário, que tem um consumo expressivo no país.
O objetivo do presente artigo é apresentar o modelo de negócios de small-scale LNG, a experiência internacional e chamar atenção para seu potencial de crescimento no Brasil. Muitos projetos se baseiam em importação de GNL do mercado internacional, mas o Brasil tem potencial para monetizar recursos onshore e de biometano e gerar desenvolvimento econômico e social no interior do país.
Distribuição de GNL em pequena escala: mercado e modelos de negócios
O GNL em pequena escala (small-scale LNG – SSLNG, em inglês) se refere a distribuição de gás natural liquefeito por infraestrutura de menor magnitude, em comparação com os terminais e infraestruturas convencionais. Especificamente, IGU (2020) define como SSLNG as plantas de regaseificação e liquefação com capacidade de até 0,5 MTPA e navios metaneiros com até 30 mil m³ de capacidade [1].
O ponto focal do SSLNG está na distribuição do energético em pequenos volumes, através principalmente de barcaças e caminhões com tanques criogênicos. A distribuição por via marítima em geral se dá por cabotagem, ao recarregar parte do GNL de um terminal de grande escala em barcaças menores que irão distribuir o energético até o consumidor final ou centros de consumo. A distribuição por caminhões é feita através de infraestrutura que permita a inserção de GNL nos caminhões tanque, que pode ser no próprio terminal de recebimento de GNL em grande escala ou estações de mini liquefação. O transporte de GNL por trens também é possível, mas pouco usual.
Ao definir o escopo do SSLNG surgem dois recortes de consumo possíveis: um de distribuição GNL/gás e um de consumo do GNL em si. O primeiro diz respeito à distribuição do GNL para posterior regaseificação atendendo a demanda de gás em indústrias, comércios e usinas termelétricas. Nesse sentido, o GNL pode até mesmo impulsionar o desenvolvimento de uma rede local de distribuição de gás, se houver demanda concentrada em uma determinada região.
O segundo recorte se refere a novas tecnologias sendo desenvolvidas para o consumo do GNL diretamente em caminhões, navios e trens. A tecnologia já está bem estabelecida para caminhões e navios, que são construídos já com os motores e estrutura para consumo direto de GNL, e tem sido utilizada em diversas regiões, como Europa e China. A utilização de GNL como combustível para trens tem poucos casos de aplicação, devido às dificuldades de estabelecer infraestrutura de abastecimento para longas distâncias (Phillips et al, 2018), mas é tecnologicamente viável.
O GNL como combustível marítimo tem perspectiva positiva para crescimento. Em 2016, a International Maritime Organization (IMO) definiu regras que limitam o uso de combustíveis marítimos com alto teor de enxofre a partir de 2020. Os players do mercado têm algumas opções para se encaixar nas novas regras, e a utilização de GNL como combustível é uma das mais promissoras, por ter um perfil de queima muito mais limpo que o diesel e ser competitivo com as demais soluções que vem sendo estudadas no setor. A utilização de GNL como combustível marítimo implica na construção de infraestrutura de pequena escala, com estações de abastecimento em terminais de regaseificação e liquefação, e em portos com estocagem do GNL.
O small-scale LNG pode se basear em diferentes modelos de negócios e estruturas, de acordo com a fonte do energético. O modelo mais usual está representado na Figura 1 abaixo. Neste modelo, o GNL é proveniente do mercado internacional e chega em metaneiros de grande escala em um terminal de regaseificação. A partir do terminal, o GNL é distribuído em caminhões ou barcaças que vão transportar o energético até os consumidores ou regiões consumidoras. Em alguns terminais, também existe infraestrutura de abastecimento de caminhões ou navios.
Esse modelo tem como ponto central o terminal de regaseificação e o GNL importado, e, em geral, a distribuição em pequena escala é um adicional ao empreendimento principal. Isto é, o terminal de grande escala é construído para atender um mercado local ou um determinado consumidor (uma usina termelétrica, por exemplo); e a distribuição de pequena escala surge como um serviço adicional que pode ser oferecido mediante construção das infraestruturas específicas.
Figura 1 – Modelo simplificado com importação de GNL
Fonte: Elaboração Própria.
Outro modelo de negócios possível para o SSLNG é de viabilizar a produção dos recursos locais e distribuir o GNL para os consumidores. Nesse sentido, o gás é produzido em campos onshore, tratado e liquefeito para transporte em pequena escala através de caminhões que levam o energético até o mercado consumidor. O modelo também se aplica às plantas de biometano, no qual o gás é produzido a partir da decomposição de matéria orgânica. O modelo de SSLNG tem o potencial de viabilizar a produção de recursos em localidades remotas em que a construção de conexão à malha de gasodutos existente não é economicamente viável.
Ademais, pode ser um modelo relevante para a difusão do uso de GNL em caminhões, pois tem um raio de fornecimento maior, em comparação com a solução do modelo 1, que tem como ponto central um terminal costeiro.
Figura 2 – Modelo simplificado de monetização de recursos fora da rede
Fonte: Elaboração Própria.
Um último modelo de negócio possível é construir a infraestrutura de liquefação acoplada a algum citygate ou saída de gasoduto de distribuição. Esse modelo tem mais chances de ser desenvolvido por mercados muito desenvolvidos com preços de gás muito competitivos ou de maneira integrada com o negócio do transportador. Isto porque, os custos (molécula + transporte + distribuição) podem tornar inviável um negócio sem algum ganho de escala ou se não tiver custos reduzidos pela dinâmica competitiva. Esse foi o modelo aplicado no projeto da Gáslocal no Brasil, que integrou suprimento da Petrobras com a infraestrutura do GNL.
Figura 3. Modelo simplificado com gás canalizado
Fonte: Elaboração Própria.
Experiências internacionais: onde o SSLNG se estabeleceu?
De acordo com estimativas da Cedigaz (2018), o mercado de liquefação de pequena escala é de 28 MTPA, que equivale a 9% do mercado total de GNL em 2018. A China e alguns países da Europa concentram a maior parte deste mercado, com uso do GNL para utilização em frotas de caminhão e navios, principalmente.
O modelo descrito na Figura 1 se estabeleceu principalmente em países com grandes terminais de regaseificação, que adicionaram infraestrutura para carregar o GNL nos caminhões e/ou barcaças de menor porte. Na Europa, 70% dos terminais de regaseificação fornecem algum tipo de serviço de pequena escala (GIIGNL, 2020), principalmente de bunkering e cargas de caminhões. De acordo com o IEA (2019), nos terminais de regaseificação da Europa se intensificou a distribuição de pequena escala, dobrando o número de infraestrutura para carga de caminhões e triplicando o número de instalações de bunkering nos últimos cinco anos. A Figura 4 traz a evolução do negócio de GNL de pequena escala na Europa, no qual se observa acentuado crescimento do bunkering nos últimos anos. Os países com maior mercado de SSLNG são os países do Noroeste Europeu, principalmente na Holanda, Bélgica e Noruega (APEC, 2019).
Figura 4. Crescimento do SSLNG na Europa
Fonte: GIE (2020).
O relevante crescimento da infraestrutura de pequena escala na região está relacionado com a Diretiva do Parlamento Europeu, lançada em 2014, no âmbito do pacote “Clean Power for Transport”. A Diretiva incluía metas de desenvolvimento de infraestrutura para uso de GNL como combustível em caminhões e navios, com o objetivo de reduzir emissões do setor de transporte (GLE, 2014). Os governos europeus deveriam criar políticas energéticas nacionais para alcançar os objetivos da União Europeia e incentivar soluções ambientalmente sustentáveis.
APEC (2019) lista os motivos pelos quais o SSLNG se desenvolveu tão fortemente na região. Primeiramente, as regulações ambientais incentivaram fortemente o uso de GNL como combustível marítimo na Europa. Um segundo ponto, é que o SSLNG tem aumentado a taxa de utilização dos terminais de GNL da Europa, que estavam sendo subutilizadas por anos. O modelo SSLNG trouxe uma nova perspectiva ao negócio dos terminais que passaram a investir massivamente em infraestrutura para carregamento de GNL em caminhões, navios pequenos e bunkering. Um último ponto descrito pelos autores se relaciona com a relevância da iniciativa privada em desenvolver o modelo de negócios. Mesmo que incentivado pela política energética, o forte crescimento do SSLNG se deu por iniciativa dos provedores de gás e transportadoras.
Outro país com relevante presença do SSLNG é a China, que conta com ampla rede de distribuição por caminhões – uma frota de 350 mil caminhões movidos a GNL e mais de 3 mil postos de abastecimento (IEA, 2019). O país utiliza o modelo europeu, de distribuição de GNL em pequena escala proveniente do mercado internacional, mas também tem mais de 200 plantas de liquefação de pequena escala que viabilizam a produção de gás em locais distantes da rede, inclusive de recursos não convencionais (Lin, 2017). Por ter um vasto território e uma demanda crescente com relevante fator sazonal nos invernos, a distribuição de GNL em pequena escala se torna muito apropriada para alcançar os centros de consumo mais distantes.
A vasta utilização do SSLNG no país foi motivada, dentre outros motivos, pela política seguida pela China que visa a substituição massiva de carvão pelo gás natural, visando a melhoria da qualidade do ar no país. Por mais que não estivesse claro um favorecimento específico ao SSLNG, a política incentivou consumidores de carvão a considerarem essa solução (APEC, 2019). A política também incentivou a utilização de GNL para o setor de transporte, ao definir diretrizes para a redução do consumo de combustíveis líquidos.
Na América Latina também surgiram alguns projetos com distribuição de GNL em pequena escala. No Chile, o terminal de Quintero conta com infraestrutura para carregamento de caminhões desde 2011, com capacidade de carregar 1,5 MMm³/d (GNL Quintero, 2020). O GNL é transportado de caminhão até a Refinaria Bio Bio em Talcahuano, que fica a mais de 600 km do terminal, além de suprir algumas indústrias e o segmento residencial no centro sul do Chile.
De acordo com Gomes (2020), nos últimos anos foram realizados diversos investimentos na América Central e Caribe impulsionados pelos preços competitivos do GNL. Diversos terminais da região se adaptaram para fazer carregamento de GNL em navios de pequeno porte ou caminhões, e modelos de negócios se desenvolveram nas ilhas. O aumento da demanda na região tem até incentivado a construção de plantas de liquefação de pequena escala nos Estados Unidos (S&P Global, 2019).
A tecnologia do GNL de pequena escala como viabilizador de recursos remotos no Brasil
Os projetos de pequena escala de GNL tem algumas características que favorecem sua implementação e crescimento do segmento. De acordo com Strategy& (2017), primeiramente, os projetos de SSLNG tem a capacidade de trazer retorno mais rápido ao investidor, em comparação com os projetos de larga escala. Isto porque a tecnologia utilizada é modular com menor CAPEX e com implementação mais acelerada. Outro ponto positivo para o uso de tecnologia SSLNG é a facilidade de adicionar mais módulos e ganhar escala, se a demanda crescer. Isto torna a solução de pequena escala muito flexível e modulável conforme oscilações da demanda, dado que a infraestrutura pode ser reutilizada em outras localidades. O estudo aponta que exatamente por ter esse perfil flexível, o GNL de pequena escala pode estimular a demanda em áreas remotas, que antes não tinham acesso a um combustível competitivo.
Além de ter o poder de incentivar a demanda em áreas remotas, oferecendo um energético flexível e competitivo em comparação com combustíveis líquidos, o SSLNG é uma ferramenta relevante para viabilizar o desenvolvimento de recursos energéticos. A monetização de gás natural via liquefação e distribuição para consumidores não é novidade no Brasil. Diversos estudos comerciais e acadêmicos foram realizados nesse sentido (EPE, 2020; Gomes, 2018). No entanto, por ora, apenas o projeto da Eneva em Azulão foi viabilizado.
A Eneva adquiriu Azulão da Petrobras, um campo de gás na bacia do Amazonas, e venceram um leilão de energia para abastecer Roraima que não está conectado nem a rede de gasodutos e nem ao Sistema Interligado Nacional. No projeto, a Eneva pretende produzir e liquefazer o gás e transportá-lo em caminhões de GNL até a usina de Jaguatirica que tem capacidade de 117 MW, e está localizada em Roraima a 1100 km de Azulão (Eneva, 2020).
O Brasil tem grande potencial para produção de gás onshore, mas até hoje muito pouco foi explorado. A produção de gás natural das bacias terrestres em 2019 foi de 23 MMm³/d, o que representa 19% do total produzido no país. As reservas totais de gás natural em terra são de 83 bilhões de metros cúbicos, sendo 82% de reservas provadas (ANP, 2020). Mas é provável que exista um volume relevante de recursos não conhecidos, dado o baixo conhecimento geológico do país (CNI, 2015).
A definição de políticas energéticas para o desenvolvimento dos recursos em áreas remotas é necessária. O governo brasileiro já vem desde 2017 desenhando uma política em prol das atividades de E&P no onshore. Em 2019, foi criado o Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE 2020) que tem como objetivo de promover medidas para fortalecer a atividade de E&P nas áreas terrestres. A meta do REATE 2020 é dobrar a produção brasileira de gás no onshore, alcançando 50 MMm³/d até 2030.
No âmbito do programa, o Subcomitê que avalia o potencial de óleo e gás no onshore brasileiro realizou um estudo sobre as soluções tecnológicas para a viabilização dos recursos (EPE, 2020). Nesse estudo se demonstrou a viabilidade do GNL de pequena escala como instrumento para monetização de reservas, com custos de disponibilização do gás que variam entre aprox. US$ 3 /MMBtu até US$ 10 /MMbtu, dependendo da escala (1 ou 5 MMm³/d) e da distância (até 2000 km) [2].
O SSLNG pode ser crucial para desenvolver não só os recursos gasíferos, mas também para apoiar o estabelecimento das plantas de biogás/biometano, no qual o Brasil tem um grande potencial. De acordo com EPE (2019), somente considerando somente os recursos provenientes do setor sucroenergético, o país seria capaz de produzir entre 20 MMm³/d e 46 MMm³/d em 2030. A Abiogás tem estimativas de 85 bilhões de m³ de biogás anual (equivalente a 232 MMm³/d), considerando o setor sucroenergético, agroindustrial e saneamento (Abiogás, 2019).
Por ora, as soluções para viabilizar plantas de biogás foi principalmente com integração de termelétricas e em localizações próximas a rede de gasodutos. No entanto, a maior parte do potencial produtivo do biogás está distante das redes de gasodutos e não se viabilizariam com a construção de gasodutos, que podem onerar demasiadamente o custo do gás. O desenvolvimento de infraestrutura de liquefação pode viabilizar esses negócios, principalmente se já houver um mercado mais desenvolvido para uso de GNL (uso rodoviário ou marítimo) e infraestruturas existentes.
Conclusão
O mercado de gás natural está passando por um momento de grandes mudanças e despertando o interesse de novos players com novos modelos de negócios. Um dos principais movimentos nesse contexto está sendo feito pela Golar, que tem um plano de negócios para o desenvolvimento de infraestrutura de distribuição de GNL a partir dos seus terminais de regaseificação com energético importado.
O Brasil possui grande potencial energético não aproveitado e é essencial que a política energética seja direcionada para incentivar o uso dos recursos nacionais. Ainda é muito cedo para avaliar impactos do Reate 2020, mas o esforço de endereçar as questões que impedem ao desenvolvimento dos recursos onshore já é um sinal de que o caminho está sendo traçado. O GNL de pequena escala é uma das possibilidades vislumbradas para a monetização dos recursos terrestres, mas ainda falta um direcionamento e entendimento do potencial que a escolha desse modelo de negócios pode ter no mercado. Nas definições políticas não há um foco especial sobre a tecnologia do SSLNG e nem reconhecimento sobre as relevantes sinergias e grande potencial se há esforço de monetização dos recursos gasíferos terrestres e do biometano no interior do país.
O ano de 2020 está sendo atípico em diversas dimensões e é hora de repensar estruturas sociais e econômicas, incentivando a retomada da economia brasileira focada em inovações e industrialização. O GNL de pequena escala pode viabilizar recursos energético subutilizados, impulsionar o desenvolvimento regional, redistribuir renda e gerar crescimento econômico. O Brasil tem potencial para revolucionar seu panorama energético e promover competitividade na indústria.
Referência
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APEC (2019). Small-scale LNG in Asia-Pacific – APEC Energy Working Group. Setembro, 2019.
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Philips et al (2018). Latest Developments in Alternative Fuels for Rail Locomotives. Disponível em: https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=ff97973c-f4df-4d3c-a818-207a406d41a1. Último acesso: 15/09/2020.
Notas
[1] Para referência, as plantas de regaseificação onshore tem capacidade que vão até 115 MTPA, as FSRUS capacidade de até 6 MTPA, as plantas de liquefação vão até 16 MTPA de capacidade. Os metaneiros tem em média capacidade de 150 mil m³, mas com capacidades que chegam a mais de 200 mil m³ (tecnologia Q-max).
[2] O custo do gás em si não está incluído nesta estimativa, mas o custo de produção do gás em bacia terrestre é muito baixo em comparação com o marítimo. Apenas como referência, EPE (2013) estimou o custo do gás em terra em torno de US$ 0,50 a 1 /MMBtu, enquanto o custo do gás em campos marítimos variou entre US$ 4,5 a 7 /MMbtu.
Sugestão de citação: Prade, Y. C. (2020). O GNL de pequena escala: a game changer no Brasil?. Ensaio Energético, 28 de setembro, 2020.
Editora-chefe do Ensaio Energético. Formada em Economia pelo IBMEC-RJ, mestre e doutora em Economia Industrial pela UFRJ, com doutorado sanduíche em Oxford Institute for Energy Studies.
